海洋石油工艺设计手册11-辅助系统

海洋石油工艺设计手册11-辅助系统内容摘要：

V′ =Q 24 T (243) 式中 T—— 供应船的最大运送周期 ，天； 罐的实际尺寸应大于计算尺寸，因为要保证最高液位与罐顶之间至少有 15cm (6″ )的间距。 3）搅拌器功率的计算 搅拌器功率与化学药剂罐的容积有关，药剂罐的容积越大所需要的搅拌器功率也越大。 设计中，搅拌器的轴功率多数设计为 kW， 根据经验，在 当化学药剂的性质（比重和粘度 ） 类似于水的性质时，对于小于 1m3的药剂罐可使用 ~0. 25 kW 的搅拌器，对于 的罐可取 的搅拌器。 4．化学药剂的注入点 常见的化学药剂注入点是在井口管汇或其它管汇，以保证化学药剂可连续输送到所有的生产过程中。 化学药剂的注入方法分单点注入和多点同时注入两种方法，前者与后者相比具有设备费用小和维修量低的特点，但消耗的化学药剂量较大的（因为混合时间短）。 1) 破乳剂 破乳剂应该尽可能在远离生产分离系统的位置加入，以保证其最大的混合和作用时间，使破乳剂能与 乳状液中每个稳定的小水滴接触，以达到最佳的破乳效果。 破乳剂一般在原油生产 /计量管汇中注入，也有的在井口注入。 2) 消泡剂 消泡剂在海上平台的应用主要有：油气分离器、海水脱氧塔、乙二醇脱水塔和氨气脱硫塔。 油气分离器中的消泡剂应在分离器的上游注入；海水脱氧塔中的消泡剂在海水进脱氧塔的入口管线上注入；乙二醇接触塔中的消泡剂是在乙二醇接触塔的底部注入，因为起泡原因是从塔底上升的气液中携带有轻烃或固体小颗粒；氨脱硫塔中的消泡剂在吸收塔的贫氨入口中注入。 3) 防腐剂 常用的防腐剂有两种类型：水溶性和烃溶性。 水溶性 防腐剂主要用于控制水对钢材的斑点腐蚀，在海上平台上主要用在生产水、海水和地下水处理系统中；烃溶性缓蚀剂主要用在原油的生产、处理过程中，以控制原油中的酸性物质对设备和管材的腐蚀。 烃溶性防腐剂一般在井下封隔器的下面注入，但在使用中需注意这种防腐剂可能会在乙二醇接触塔中引起发泡，需要在乙二醇接触塔入口前设过滤设施，以除去烃溶性防腐剂。 海水系统的防腐剂通常在海水提升泵的出口处或脱氧塔底海水出口管线上注入。 对地下水处理系统，防腐剂一般在地下水泵的出口管线上注入；而生产水处理系统一般在进入生产水处理设备的入口管线 上加入防腐剂。 4) 改善原油流动性的化学药剂 降凝剂、防蜡剂、降粘剂和减阻剂等，一般是在原油输送管线（海底管线）的入口或注入井下。 5) 反相破乳剂 反相破乳剂主要用在含油污水的净化上，一般在含油污水处理流程的上游注入。 反相破乳剂的用量和注入点会受到原油破乳剂的影响和制约，这一点在具体应用中要引起注意。 6) 除氧剂 除氧剂一般在海水脱氧塔底部的循环管线上或海水缓冲罐中注入。 7) 杀菌剂 当海水作为注入介质时，杀菌剂一般在海水提升泵的出口和海水粗滤器的出口处注入；在生产污水处理系统和回注流程中，杀菌剂多 在污水处理系统的入口和净化水缓冲罐的上游注入。 8) 防海生物化学药剂 防海生物化学药剂仅在海水系统中使用，一般注入在海水提升泵的入口和出口处，或注入到 FPSO 的海门闸箱内。 9) 防垢剂 当海水作为冷却介质时，防垢剂多在海水过滤器的下游注入；当海水作为注水介质时，则需在海水注入泵的下游注入防垢剂；在含油污水处理系统中，防垢剂一般都是在污水进入处理系统之前注入。 10) 絮凝剂 絮凝剂在生产水处理系统中一般在聚结器之前注入；而在地下水和海水处理系统中，絮凝剂一般加在过滤器之前。 11）浮选剂 生产水处理系统 中若有气浮选装置，为了得到较好的处理效果，一般在气浮选装置前注入浮选剂。 12）防冻剂 防冻剂一般在井口、油嘴、安全阀前注入；也在气体外输管线启动或停输时使用，其注入点多在气体外输管线的入口处。 三、防冻剂注入系统和再生系统 防冻剂就是防止天然气在输送过程中产生水合物的化学药剂，水合物从外形上看像是色彩不鲜明的冰，是由嵌有轻烃分子的水晶格构成，常造成管道、节流器、阀及仪器的堵塞，减少管线的输送能力，导致设施损坏，特别是在管道上的节流阀和控制阀处，通常压降较大且孔径比较小，很容易被水合物堵塞，出现“冰结”现象。 使用较为普遍的防冻剂主要有甲醇和乙二醇这两种，通常甲醇是不进行回收的，而乙二醇可以再生回收以重复循环利用。 甲醇对温度的要求较宽，几乎在任何温度下使用甲醇都是有效的，但在高温下其蒸发损失较大，故在许多情况下回收甲醇不经济。 乙二醇沸点较高，蒸汽损失小，在烃类中的可溶性比甲醇小，可以回收再利用，适合于天然气处理量大的场站。 二甘醇由于物性条件差，也难于天然气中的油分离，一般不使用。 甲醇、乙二醇、及二甘醇的性质参见下表 243。 表 243 甲醇、乙二醇及二甘醇性质 名称 分子式 分子量 冰点 ℃ 沸点 ℃ 密度 绝对粘度 (latm) (25℃ )， g/cm3 (20℃ ),mPa s 甲醇 CH3OH 32 — (20℃ ) 乙二醇 CH2CH2(OH)2 62 二甘醇 O(CH2CH2OH)2 106 三甘醇 (HOCH2CH2OCH2) 2 150 (25℃ ) 1. 防冻剂的作用原理与三甘醇脱水工艺的区别 海上油气田产出的天然气，除了 一部分用于平台自发电等自耗以外，余下的大部分气体一般都要经过处理后作为商品气外卖或去轻烃回收装置。 为了能保证海上平台所产的天然气顺利输送到目的地，一般需要采用三甘醇脱水或注入水合物抑制的办法来降低天然气的露点，以防止在输送管线中产生水合物。 采用防冻剂或三甘醇脱水的方法虽然都可以达到有效降低天然气露点的目的，但它们的作用原理却不同，前者并没有将天然气中的水分进行脱除，而后者则是起到干燥天然气的作用，从而可以达到更高的露点降。 一般来讲，防冻剂多用在海上平台之间的天然气集输管线、较短的天然气输送海底管线和天然 气中酸气含量较低的场合。 对长输管线以及天然气中酸气组分含量较高、腐蚀性较重的场合，一般应优先考虑采用三甘醇脱水工艺。 因为长输管线要求的露点降较高，采用三甘醇脱水工艺比较经济，而且，对酸气组分含量较高、腐蚀性较重的天然气，采用三甘醇脱水工艺还可以在脱水的同时部分脱除酸气组分，减少对后续设备的腐蚀，达到双重功效。 三甘醇脱水露点降可达 30 ~ 60 176。 C，最高达 85 176。 C。 2. 天然气水合物形成预测 促使水合物形成的必要条件有两个： 1）含水天然气温度低于其露点温度，有游离水析出； 2）足够低的温度和足够高的 压力。 对于任何组分的天然气在给定压力下都对应一个水合物的形成温度，低于这个温度将形成水合物，高于则形不成水合物；当压力升高时，形成水合物的温度也随之升高；若天然气中没有自由水就不会形成水合物。 形成水合物还有一些次要条件：较高的气体流速、压力急剧变化，如经过弯头，孔板等处，引入小的水合物晶体等，这些次要条件大多存在于工艺管线的气流中。 判断天然气水合物的形成条件、图表和例题可参阅本指南的第二篇第二章第四节中的相关内容。 3. 防冻剂注入系统和注入量 甲醇是气田上用得最普遍的一种水合物抑制剂，其价格相对便宜 ，在气田上一般不回收也不重复利用。 甲醇在烃类液体中的溶解度约为 3%（按重量百分比计），若在气流中存有冷凝水将会溶解部分甲醇，从而增加甲醇的用量。 另外，甲醇在使用中会有一部分发生汽化损失掉，也会增加甲醇的用量。 甲醇注入量与气体的外输压力、气体水合物的形成温度、液体中甲醇的重量百分比和天然气中水的含量有关。 乙二醇是最普遍使用的可回收抑制剂，它乙二醇在烃类中的可溶性差，同甲醇相比汽化损失也少。 防冻剂的注入量与要求的冰点降及防冻剂的性质有关，可用哈默施米特公式估算： W = MtK Mt   (244) 式中 W—— 防冻剂在液相水中的浓度，重 %； Δ t—— 规定要求的气体水合物冰点降低的度数， ℃ ； M—— 防冻剂的分子量； K—— 常数。 对甲醇 K=1297，乙二醇 K=2220 采用式 414 计算，需要首先知道天然气中的饱和含水量。 防冻剂注入量的计算图表和例题可参阅本指南的第二篇第二章第四节中的相关内容。 防冻剂的注入量应将操作损失考虑进去，甲醇的气相蒸发量可由 图 244 查出。 甲醇在烃类液体中的溶解量按重量计约 3%。 每百 万标米 3天然气的甲醇蒸发量 W′ （公斤）按下式计算： W′ =  100 (245) 式中  —— 液相甲醇水溶液中甲醇的重量百分浓度；  —— 每百万标准立方米天然气中甲醇的蒸发量（ kg）与液相甲醇水溶液中甲醇的重量百分浓度 之比值。 甲醇的气相蒸发量 Wg（ kg，换算到甲醇注入系统的甲醇溶液浓度下的用量）按下式计算： Wg = 1C Q 108 (246) 式中 C1 —— 甲醇注入系统的甲醇溶液重量百分浓度； Q—— 天然气流量， Sm3米 /d。 甘醇类防冻剂气相蒸发量较小，约为 4 公斤 /百万标米 3天然气，但是应当注意，甘醇防冻剂的操作 损失主要不是气相蒸发损失，而是再生损失。 甘醇在凝析油中的溶解损失一般为~ 升 /米 3凝析油，多数情况下约为 公斤 /米 3凝析油，在含硫凝析油中甘醇防冻剂的溶解损失约为不含硫凝析油的三倍。 防冻剂在应用中还应注意核对防冻剂溶液的凝固点，从图 243 可以看出，重量浓度为60%75%的乙二醇具有最小的冰点，现场实际使用的乙二醇溶液多在此浓度范围。 贫防冻剂溶液浓度的经验值：甲醇一般为 100%（重量），乙二醇经常为 60%80%（重量）。 图 244 水溶液中甲醇 的汽 — 液平衡图 图 243 三种甘醇的“凝固点”算图 4. 注入系统流程设计 防冻剂注入系统主要由化学药剂罐和计量泵组成，与一般化学药剂系统相同，可参考本章第一节第二部分“流程设计”中的相关内容，在此不再赘述。 但与普通的化学药剂系统相比，防冻剂注入系统应注意流程的密闭性，以减少蒸发损失，尤其是甲醇作为防冻剂时更要注意采取一些相应的安全措施，以免造成人员中毒。 甲醇具有中等程度的毒性，可通过呼吸道、食道及皮肤侵入人体，甲醇对人的中毒剂量为5 ~ 10ml，致死剂量为 30ml；空气中甲醇含量若达到 39 ~ 65mg/m3，人在 30 ~ 60 分钟内即会出现中毒现象，故使用甲醇防冻剂时应注意采取安全措施。 甲醇比较适于处理气量较小、含水量较低的井场节流设备或管线。 虽然甲醇可用于任何操作温度，但由于其沸点低（ 1atm下， ℃ ），故用于较低温度比较合适，温度较高时其蒸发损失过大。 乙二醇无毒，较甲醇沸点高（ 1atm， ℃ ），蒸发损失少，一般都回收重复利用，适用于气量较大的井站和管线。 乙二醇防冻剂粘度较大（ 25℃ ， cp），特别在有凝析油存在 时，操作温度过低给甘醇溶液与凝析油的分离带来困难，增加 了在凝析油中的溶解损失和携带损失。 5. 乙二醇注入系统需要注意的几点 1) 由于在低温或高压下会增加乙二醇损耗，使一部分乙二醇进入凝析油处理系统产生乳化现象，因此乙二醇混合物在三相分离器内的停留时间应不低于 7 ~ 14min，以减少乙二醇的损耗。 为缓解因乳化带来的不良影响，可采用提高温度、注入破乳剂（如酮类）或使用较低浓度的乙二醇溶液的办法。 2) 乙二醇溶液的 PH 值应在 7 ~ 范围内，若 PH,乙二醇将自动氧化而生成过氧化物、醛及有机酸；若 PH ，碱性太强会使乙二醇起泡和乳 化，并产生悬浮的黑色污泥沉淀。 3) 对关键注入点，如压差大于 的节流点、长输海底管线，都应安装流量计对乙二醇的注入量进行计量。 4) 要根据油井生产动态的变化，如产气量、含水量的变化，温度、压力条件的变化，冬天环境气温的变化等情况，及时调整注入量及注入浓度。 6. 乙二醇再生系统流程设计 天然气处理过程中常用的防冻剂，除了甲醇一般不进行回收外，乙二醇和二甘醇都设有回收再生系统。 再生原理是利用蒸馏法，与三甘醇的回收再生系统基本类似，作为防冻剂的乙二醇（或二甘醇）再生后的溶液浓度一般不超过 90%（重量），因此溶液可以在较低温度下再生，也不需要汽提。 乙二醇溶液的再生系统一般设置在海底天然气管线出口处的海上集输平台或陆上终端，不管是设在海上集输平台还是在陆上终端，其再生工艺流程没有根本的区别。 乙二醇溶液的再生系统主要由再生塔和重沸器组成，再生塔常安装在重沸器之上。 乙二醇再生系统的计算图表和例题可参阅本指南的第二篇第二章第四节中的相关内容。 第三节 开式排放和闭式排放系统 排放系统是保障海上油气平台安全生产必不可缺的系统之一，该系统主要是收集和处理来自生产设备正常和非 正常状态下排放的流体，也收集和处理甲板面上的雨水和含油污水。 海上平台。